Fuente: El Economista
Considerada la tecnología más eficiente para producir electricidad a partir de recursos fósiles, con un rendimiento próximo al 60%, la situación de los ciclos combinados en España sigue siendo complicada. La caída de la demanda de los últimos años ha llevado a un funcionamiento mínimo de estas centrales -por debajo del 10% de utilización-. | Más noticias en el suplemento gratuito elEconomista Energía.
Las compañías energéticas, dueñas de estas instalaciones, coinciden en la necesidad de realizar un «análisis de la capacidad necesaria en el sistema para garantizar la seguridad de suministro y dar libertad de salida a las plantas que no lo sean» y urgen al Ejecutivo que ponga en marcha una regulación -actualmente en estado de hibernación- que «o bien permita su viabilidad económica en la situación actual de sobrecapacidad a través de una retribución justa por el servicio de respaldo que proporcionan al sistema, o bien les permita cerrar o hibernar».
Desde GasIndustrial apuntan que, a día de hoy, la infrautilización de las infraestructuras en el sistema gasista «está acarreando unos altos costes regulados para la industria española en comparación con el resto de países europeos». En este sentido, desde la asociación apuestan por «optimizar y mejorar el aprovechamiento de las infraestructuras que se construyeron para una demanda en la que los ciclos combinados tenían más peso en el mix energético nacional».
En los últimos meses la tendencia ha revertido ligeramente. Aunque la demanda de gas natural para generación eléctrica mediante centrales de ciclo combinado registró una caída del 2,6% en 2016, consiguió recuperarse en el último trimestre del año batiendo récord en los meses de octubre y noviembre que no se producían desde 2012. Concretamente, la demanda en este segmento creció un 45% en el penúltimo mes del año respecto al mismo mes del año anterior. Esta tendencia ha continuado en el primer trimestre de 2017, con una subida del 16,5%.
Energía eólica e hidráulica
Las menores aportaciones de las energías eólica e hidráulica y el incremento de las exportaciones de electricidad a Francia debido a la parada de centrales nucleares en el país galo, han sido las causas principales que han motivado esta recuperación. Esta circunstancia, apuntan desde el sector, «pone de manifiesto la importancia de los ciclos combinados como tecnología de respaldo en el mix de generación eléctrica o para asegurar que la generación se iguala instantáneamente a la demanda, máxime cuando se trata de una tecnología clave para la transición energética hacia un modelo descarbonizado para poder cumplir con las exigencias medioambientales adquiridas tras la Cumbre de París».
Para el periodo 2017-2022, la propuesta de orden elaborada en diciembre pasado por la que se aprueba la previsión de la evolución de las diferentes partidas de ingresos y costes del sistema de gas natural, estima que la demanda de gas de los ciclos combinados se mantendrá en el entorno de los 60 teravatios hora. La CNMC, por su parte, cree que la demanda se situará por debajo de los 60 teravatios hora hasta 2020 y que, en los dos últimos años del periodo (2021-2022), subirá hasta los 61,9 y 63,9 teravatios hora, respectivamente.
Según el informe, un modelo energético sostenible para España en 2050, elaborado por Deloitte, desarrollar un parque de generación eléctrica basado exclusivamente en fuentes renovables que permita alcanzar la neutralidad de emisiones a partir de 2050, implicará la instalación de entre 145 y 200 gigavatios de generación eléctrica renovable -eólica y solar fotovoltaica-.
La elevada necesidad de potencia renovable requerirá, según el informe, de una capacidad de respaldo suficiente para garantizar la seguridad de suministro que, durante el proceso de transición a 2030, debería ser proporcionada por los ciclos combinados y el resto de tecnologías convencionales de respaldo para responder a las puntas de demanda mientras se desarrolla una tecnología de almacenamiento viable a nivel técnico y económico. Además, una mayor diversificación de fuentes de suministro mitigaría el riesgo ante variaciones de precios de materias primas en mercados internacionales.
Aunque existe suficiente capacidad en ciclos combinados para conferir la estabilidad que las energías renovables necesitan -alrededor de 26 gigavatios instalados-, el informe señala que, ante un posible escenario de cierre de las actuales centrales de carbón, serían necesarios hasta 10 gigavatios de capacidad adicional en este tipo de instalaciones en 2030 que, junto a la potencia ya instalada, constituirían el 58% del total de la capacidad firme del sistema eléctrico.
Sin embargo, estas nuevas centrales estarían condenadas a funcionar poco o nada en el periodo hasta 2050, debido a los objetivos de reducción de emisiones y a la entrada de las tecnologías de almacenamiento previstas en esos años y tendrían una vida útil de 40 años, por lo que seguirían emitiendo CO2 hasta más allá de 2050, lo cual sería incoherente con los objetivos planteados, explica el informe. Además, se produciría un incremento del precio mayorista que podría suponer un sobrecoste para los clientes de entre 25.000 y 35.000 millones de euros -equivalente a 9-11 euros por megavatio hora- en el periodo comprendido entre 2020-2030.